Исходные данные для расчета эффективности инвестиций по двум вариантам строительства энергоблока № 3 ТЭЦ-27
Таблица 1
| № | Наименование | Варианты строительства | |
| Т-265 | две ПГУ-170+ ВК6 | ||
| 1 | Состав оборудования совместного предприятия | ||
| существующее/вновь вводимое | ВК4.5Д-265 | ВК4.5/две ПГУ-170, ВК6 | |
| 2 | Объем капитальных вложений, $ млн | 130 | 150 |
| 3 | Стоимость ВК4,5 и вспомогательных зданий и сооружений, входящих в | ||
| Состав технологического комплекса, | |||
| $ млн (оценочно) | 20 | 20 | |
| 4 | Ввод в эксплуатацию | 01.06.2004 | ВК6-31.12.03 |
| ПГУ№1 -31.12.03 | |||
| ПГУ №2-01.06.04 | |||
| 5 | Финансирование строительства, $ млн | ||
| а) за счет собственных средств предприятия | |||
| (20% от капвложений) | 26 | 30 | |
| б) за счет кредитов | 104 | 118 | |
| в) за счет прибыли | 2 | ||
| Исходные данные в соответствии с составом оборудования, его характеристиками и режимами работы | |||
| 6 | Отпуск электроэнергии в год,млн кВт*ч | 1717 | 2710 |
| 7 | Отпуск теплоэнергии в год , тыс.Гкал, в том числе: | 2103 | 2710 |
| от Т-265 или 2 ПГУ-170 | 1833 | 1275 | |
| От ПВК | 877 | 1435 | |
| 8 | Годовой расход топлива тыс.тут, в том числе: | 797,5 | 799,4 |
| на Т-265 или 2 ПГУ-170 | 664,3 | 581,4 | |
| На ПВК | 133,2 | 218,0 | |
| Экономические исходные данные | |||
| 9 | Численность эксплуатационного персонала, чел. | 96 | 94 |
| 10 | Средняя заработная плата на начало | ||
| эксплуатации на одного человека, $/мес. | 350 | 350 | |
| 11 | Средняя норма амортизации, % | 3,5 | 4,7 |
| 12 | Производственные издержки (за исключением топлива), $ млн | 7,131 | 7,548 |
| 13 | Покупка ГТД в 2014 году, $ млн | - | 15 |
| Покупка ГТД в 2015 году, $ млн | - | 15 | |
Примечание. По обоим проектам: начало строительства - 01.01.2002 г., срок проекта - 20лет, ставка дисконтирования для акционерного капитала -20%, ставка по кредитам - 11,2%, отсрочка по выплате процентов - 2%, отсрочка первого платежа по выплате кредитов - 3 года, налоги рассчитаны по 2001 г.
Действующие тарифы на тепло и электроэнергию и цена природного газа
Таблица 2
| Цена природного газа (действующая), руб./тут руб./1000м3 | 433,7 493,42 |
| Средний отпускной по МЭ тариф на тепловую энергию (действующий), руб./Гкал | 194,26 |
2. Работа блока № 3 будет определяться тепловыми и электрическими графиками нагрузок, составленными на основе данных службы режимов Мосэнерго.
3. Для оценки эффективности инвестиций создать на базе энергоблока № 3 независимое генерирующее предприятие типа акционерного общества.
Расчеты были выполнены специалистами ТЭЦ-27 на основе данных Мосэнерго и заводов, предоставивших оборудование. Расчет параметров энергоблока был сделан ОАО «Институт Теплоэлектропроект» в соответствии с «Практическими рекомендациями по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике», утвержденными приказом РАО «ЕЭС России» № 54 от 7.02.2000 г.
Сравнение эффективности инвестиций производилось с использованием следующих критериев:
■ чистого дисконтированного дохода (ЧДД);
■ внутренней нормы доходности (ВНД);
■ дисконтированного период а окупаемости;
■ индекса доходности (ИД). Расчеты данных показателей
производились с применением программного пакета ProjectExpert фирмы «Проинвест консалтинг», отвечающего международным стандартам.
Исходные данные для расчетов приведены в табл. 1.
Необходимо обратить внимание на следующее:
■ объем капиталовложений в варианте ПГУ на $ 20 млн больше, чем в паросиловом;
■ в варианте с ПГУ энергетические мощности вводятся в разное время. Первая ПГУ уже работает и дает прибыль, в то время как в варианте с Т-265 еще продолжается строительство;
■ ставка по кредитам принята 11,2%, то есть довольно высокая, и может быть реально снижена при переговорах с кредиторами;
■ в варианте с ПГУ учтено приобретение двух ГТД на замену через 10 лет эксплуатации.
При этом рассмотрены две гипотезы.
1-я гипотеза
Приняты действующие на сегодня по Мосэнерго средние тарифы на тепло и электроэнергию и действующая цена природного газа (табл. 2).
Результаты расчетов показывают, что даже в этом случае вариант расширения ТЭЦ-27 двумя ПГУ-170Т с водогрейным котлом имеет положительные критерии эффективности, чего нельзя сказать о варианте с Т-265 (табл. 3).
2-я гипотеза
Цены на природный газ и тепло приняты действующие, а тариф на электроэнергию выбран минимальный, при котором оба варианта строительства имеют положительные критерии эффективности инвестиций (54,15 коп./кВт ч).
Анализ полученных критериев показывает, что вариант строительства двух ПГУ-170Т значительно выгоднее, чем строительство паросилового блока с Т-265 (табл. 4). В варианте с ПГУ-170Т:
■ чистый дисконтированный доход существенно выше;
■ внутренняя норма доходности и индекс доходности выше, что в результате при прочих равных условиях обеспечивает большую устойчивость к возможным рискам при осуществлении проекта;
■ дисконтированный период окупаемости значительно меньше (на 11 лет), что приведет к более быстрому возврату вложенных средств при одинаковых рисках.
Аналогичные расчеты критериев эффективности инвестиций были выполнены Научным центром прикладных исследований (МЦПИ) под руководством доктора экономических наук П.В. Горюнова. Полученные данные и представленное заключение подтверждают расчеты, выполненные на ТЭЦ-27.
| Критерии эффективности инвестиций для акционерного капитала по двум вариантам строительства энергоблока №3 ТЭЦ-27 при действующих тарифах (гипотеза № 1) Таблица 3 | ||||||
| № | Наименование | Варианты строительства | ||||
| Т-265 | две ПГУ-170+ВК6 | |||||
| 1 2 3 4 | Дисконтированный период окупаемости (ДПО, DPB), мес. Чистый дисконтированный доход (ЧДЦ , NPV), $ тыс. Индекс доходности (ИД, PI) Внутренняя норма доходности (ВНД, IRR), % | больше 240 -3750 0,9118,24 | 156 6080 1,14 22,94 | |||
| Критерии эффективности инвестиций для акционерного капитала по двум вариантам строительства энергоблока № 3 ТЭЦ-27 (гипотеза № 2) Таблица 4 | ||||||
| № | Наименование | Варианты строительства | ||||
| Т-265 | двеПГУ-170+ВК6 | |||||
| 1 23 4 | Дисконтированный период окупаемости (ДПО, DPB), мес. Чистый дисконтированный доход (ЧДД , NPV), $ тыс. Индекс доходности (ИД, PI) Внутренняя норма доходности (ВНД, IRR), % | 240 01,00 20,00 | 108 10370 1,24 24,98 | |||
Различие в «привлекательности» инвестиций обусловлено следующими обстоятельствами:
■ удельные расходы топлива на отпуск электрической энергии для ПГУ на 50 г/кВт*ч ниже, чем для паросилового блока, а на отпуск тепловой энергии в отопительный период в варианте с ПГУ на 10 кг/Гкал выше, зато в летний и переходный периоды на 65 кг/Гкал ниже (рис. 1);
■ коэффициент использования тепла топлива в отопительный период практически одинаковый, летом — на 22 % выше для варианта с ПГУ (рис. 2);
■ при равном годовом отпуске тепловой энергии блок на базе ПГУ отпустит электроэнергии в сети системы на 18% больше при практически одинаковых затратах топлива (рис. 5).
Кроме того, известно, что на таком крупном оборудовании, как блок с Т-265, трудно обеспечить режимы с оптимальными показателями в течение года. Для оценки этого фактора на основании данных производственно-технического отдела Мосэнерго и Теплосети произведено сравнение расчетных и фактических показателей работы второй очереди ТЭЦ-23 ОАО «Мосэнерго» с энергоблоками Т-250 и водогрейными котлами производительностью 180 Гкал/ч. Характеристики районов, обеспечиваемых тепловой энергией ТЭЦ-23, аналогичны характеристикам районов, которые подключены к ТЭЦ-27. В результате оказалось, что оборудование ТЭЦ-23 работает менее экономично, чем ожидалось в соответствии с расчетами. Фактический коэффициент использования тепла топлива на 6-8%, а иногда и до 15% ниже, чем теоретический (рис. 3).
В наибольшей степени это относится к периоду март-октябрь и связано в основном с тем, что фактическая тепловая нагрузка ниже номинальной и имеет место конденсационная выработка.
Сравнительный анализ возможных отказов котельных установок ПГУ и СКД
Таблица 5
| Причина отказа | Удельный вес в МЭ в 2000 г. | Вероятность отказа | Обоснование невозможности отказа ПГУ | |
| СКД | ПГУ | |||
| Повреждение ПН вследствие дефектов монтажа, ремонта | 14% | Выше | Ниже | Проще конструкция, нет сталей аустенитного класса |
| Разрыв ПН вследствие перегрева металла, высокотемпературной коррозии | 37% | Есть | Нет | Отсутствуют радиационные поверхности нагрева Низкий уровень температур пара и греющих газов |
| Неисправность регулирующих клапанов, системы регулирования температуры пара | 4% | Есть | Нет | Отсутствуют впрыскивающие пароохладители |
| Неисправность ТДМ и РВП | 18% | Есть | Нет | Отсутствуют ТДМ, воздухоподогреватель |
| Неисправность ПЭН, ПТН, гидромуфты и редуктора ПЭНа | 14% | Есть | Нет | Отсутствует гидромуфта ПЭНа |
| Другие причины | 13% | |||
В результате доля электроэнергии, выработанной по теплофикационному циклу с марта по октябрь, ниже расчетной. На практике это означает, что в этот период турбины работают не по тепловому графику и их экономичность резко снижается.